LBD-Gutachten - Bundesverband Neuer Energieanbieter

BNE/VIK 

Angemessenheit der 

Netznutzungsentgelte der 

Übertragungsnetzbetreiber 

• LBD-Beratungsgesellschaft mbH 

03.06.2005 

Gutachten

BNE/VIK 

Angemessenheit der Netznutzungsentgelte der Übertragungsnetzbetreiber 


Ansprechpartner: 

Ben Schlemmermeier 

Geschäftsführer 

ben.schlemmermeier@lbd.de 

Ralph Klebsch 

Seniorberater 

ralph.klebsch@lbd.de 

Adresse: 

LBD-Beratungsgesellschaft mbH 

Stralauer Platz 34 

EnergieForum 

(D) 10243 Berlin 

Tel.: (+49) 30.617 85 310 

Fax: (+49) 30.617 85 330 

www.lbd.de 

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Inhaltsverzeichnis 

1 Auftrag, Auftraggeber, Auftragnehmer....................................................................................... 6 

2 Zusammenfassung ........................................................................................................................ 6 


Seite 

2.1 Gegenüberstellung der Erlös- und Kostenentwicklung der deutschen 

Übertragungsnetzbetreiber von 2001 bis 2005....................................................................... 6 

2.2 Europäischer Vergleich der Netznutzungspreise.................................................................... 9 

3 Informationsbasis ........................................................................................................................ 11 

4 Analyse der Angemessenheit der Erhöhungen der Netznutzungsentgelte der deutschen 

Übertragungsnetzbetreiber von 2001 bis 2005........................................................................ 11 

4.1 Methode des Vergleichs der Entwicklung von Erlösen und Kosten ..................................... 11 

4.1.1 Erlösermittlung ................................................................................................................. 12 

4.1.2 Kostenbestandteile zur Ermittlung der Netznutzungsentgelte ....................................... 12 

4.2 Erhöhung der Netznutzungsentgelte ..................................................................................... 17 

4.3 Regelenergie .......................................................................................................................... 18 

4.3.1 Entwicklung des Windenergieaufkommens .................................................................... 19 

4.3.2 Entwicklung der Preise und des Bedarfs Primärregelung.............................................. 20 

4.3.3 Entwicklung der Preise und des Bedarfs Sekundärregelung ......................................... 22 

4.3.4 Entwicklung der Preise und des Bedarfs Minutenreserve.............................................. 25 

4.3.5 Zwischenergebnis zur Entwicklung der Regelenergiekosten......................................... 29 

4.3.6 Ausgleich der Windstromeinspeisung............................................................................. 30 

4.4 Entwicklung der übrigen Kosten ............................................................................................ 31 

4.4.1 Kosten zur Beschaffung von Energie zum Ausgleich der Netzverluste......................... 31 

4.4.2 Weitere Materialkosten und Fremdleistung .................................................................... 32 

4.4.3 Personalkosten und sonstiger betrieblicher Aufwand .................................................... 32 

4.4.4 Kapitalgebundene Kosten ............................................................................................... 32 

4.4.5 Zwischenergebnis der Kostenanalyse ............................................................................ 34 

4.5 Vergleich Preiserhöhungen und Kostenentwicklung............................................................. 34 

5 Europäischer Vergleich der Preise zur Nutzung des Übertragungsnetzes ........................ 37 

5.1 Auswahl der Unternehmen und Festlegung des Benchmark ............................................... 37 

5.1.1 Strukturell vergleichbare Unternehmen .......................................................................... 38 

5.1.2 Maßstab zur Beurteilung der Angemessenheit der Netznutzungsentgelte ................... 40 

5.2 Entgeltvergleich...................................................................................................................... 40 

5.3 Zwischenergebnis zum Vergleich der Entwicklung der Netznutzungsentgelte.................... 42 

6 Empfehlungen .............................................................................................................................. 43 

7 Anlagen ......................................................................................................................................... 46 

Quellenverzeichnis............................................................................................................................. 47 

Pressemeldungen zu Gründen der Erhöhung von Netznutzungsentgelten.............................. 48 

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Abbildungsverzeichnis 


Seite 

Abbildung 1: Europäischer Vergleich der spezifischen Preise für die Nutzung von 

Übertragungsnetzen ...................................................................................................... 10 

Abbildung 2: Übersicht der Kosten für die Bestimmung Netznutzungsentgelte gem. VV II plus....... 13 

Abbildung 3: Verteilung der Kosten der Regelenergie auf Netznutzungsentgelte und 

Ausgleichsenergie ......................................................................................................... 15 

Abbildung 4: Entwicklung der spezifischen Netznutzungserlöse (Briefmarke) .................................. 17 

Abbildung 5: Entwicklung der Windenergieeinspeisung in Deutschland............................................ 19 

Abbildung 6: Entwicklung der durchschnittlichen Leistungspreise für positive und negative 

Primärregelung .............................................................................................................. 21 

Abbildung 7: Entwicklung des Bedarfs nach positiver und negativer Primärregelung ....................... 21 

Abbildung 8: Entwicklung der Kosten für positive und negative Primärregelleistung ........................ 22 

Abbildung 9: Entwicklung der durchschnittlichen Leistungspreise für positive Sekundärregelleistung 

........................................................................................................................................ 23 

Abbildung 10: Entwicklung der durchschnittlichen Leistungspreise für negative Sekundärregelung 23 

Abbildung 11: Entwicklung des Bedarfs nach positiver Sekundärregelleistung................................. 24 

Abbildung 12: Entwicklung des Bedarfs nach negativer Sekundärregelleistung ............................... 24 

Abbildung 13: Entwicklung der Kosten für positive und negative Sekundärregelleistung.................. 25 

Abbildung 14: Entwicklung der durchschnittlichen Leistungspreise für positive Minutenreserve an 

Wochentagen................................................................................................................. 26 


Wochenenden................................................................................................................ 26 

Abbildung 16: Entwicklung des Bedarfs nach positiver Minutenreserveleistung an Wochentagen und 

Wochenenden................................................................................................................ 27 

Abbildung 17: Entwicklung der durchschnittlichen Leistungspreise für negative Minutenreserve an 

Wochentagen................................................................................................................. 27 


Wochenenden................................................................................................................ 28 

Abbildung 19: Entwicklung des Bedarfs nach negativer Minutenreserveleistung an Wochentagen 

und Wochenenden......................................................................................................... 28 

Abbildung 20: Entwicklung der Kosten für Minutenreserve................................................................. 29 

Abbildung 21: Wochenlastgang des typischen Lastprofils.................................................................. 41 

Abbildung 22: Europäischer Vergleich der Netznutzungsentgelte für Übertragungsnetze................ 42 

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Tabellenverzeichnis 


Seite 

Tabelle 1: Netznutzungsentgelte (Briefmarke) der deutschen Übertragungsnetzbetreiber 2001-2005 

............................................................................................................................................. 7 

Tabelle 2: Entwicklung der Erlöse aus NNE deutscher Übertragungsnetzbetreiber............................ 7 

Tabelle 3: Entwicklung der Regelleistungskosten im Zeitraum 09/2002 bis 07/2005 .......................... 8 

Tabelle 4: Entwicklung des Preisbestandteils Regelenergie an den Netznutzungsentgelten ............. 8 

Tabelle 5: Übersicht der Veränderungen der Netzkosten und der Netznutzungsentgelte................... 9 

Tabelle 6: Relative Abweichung der Netznutzungsentgelte im europäischen Vergleich zu Good 

Practice.............................................................................................................................. 10 

Tabelle 7: Vergleich der Preissteigerung deutscher Übertragungsnetzbetreiber............................... 18 

Tabelle 8: Entwicklung der Regelleistungskosten im Zeitraum 09/2002 bis 07/2005 ........................ 29 

Tabelle 9: Entwicklung des Preisbestandteils Regelenergie an den Netznutzungsentgelten ........... 30 

Tabelle 10: Entwicklung der Erlöse aus Netznutzungsentgelten bei den deutschen 

Übertragungsnetzbetreibern ............................................................................................. 35 

Tabelle 11: Übersicht der relativen Veränderungen der Kosten ........................................................ 35 

Tabelle 12: Entwicklung der Regelleistungskosten im Zeitraum 09/2002 bis 07/2005...................... 36 

Tabelle 13: Vergleich der Kostenentwicklung der deutschen Übertragungsnetzbetreiber ................ 36 

Tabelle 14: Vergleich Erlös- und Kostenentwicklung .......................................................................... 37 

Tabelle 15: Vergleichbare Übertragungsnetzbetreiber........................................................................ 39 

Tabelle 16: Nicht vergleichbare Übertragungsnetzbetreiber............................................................... 39 

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1 Auftrag, Auftraggeber, Auftragnehmer 

Gegenstand des Gutachtens ist die Untersuchung der Preiserhöhungen der 

Netznutzungsentgelte seit 2001 im Verhältnis zur Entwicklung der Kosten der 

Übertragungsnetzbetreiber. 

Der Bundesverband Neuer Energieanbieter e.V. (BNE) vertritt die Interessen 

von Unternehmen auf dem liberalisierten Strom- und Gasmarkt, die 

Energiehandel betreiben, Endkunden versorgen und die den neuen 

Herausforderungen und Chancen der Marktliberalisierung positiv gegenüber 

stehen. 

Der Verband der industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.V. (VIK) vertritt 

energieerzeugende und -verbrauchende Industrie- und gewerbliche 

Wirtschaftsunternehmen aller Sparten und Betriebsgrößen am Standort 

Deutschland. 

Der BNE und der VIK haben die LBD beauftragt, ein Gutachten zu erstellen. 

Die LBD-Beratungsgesellschaft mbH (LBD) ist ein Beratungsunternehmen und 

auf den Energiemarkt spezialisiert. Sie berät internationale und nationale 

Energieversorgungsunternehmen, Industrie- und Dienstleistungsunternehmen 

sowie Kommunen in allen Segmenten der Wertschöpfung. 

2 Zusammenfassung 

2.1 Gegenüberstellung der Erlös- und Kostenentwicklung der 

deutschen Übertragungsnetzbetreiber von 2001 bis 2005 

Die Untersuchung der Netznutzungsentgelte im Höchstspannungsnetz ergibt, 

dass es seit der Einführung entfernungsunabhängiger Entgelte im Jahr 2001 zu 

Preissteigerungen zwischen 31% und 48% gekommen ist, wie die nachfolgende 

Tabelle 1 zeigt. 


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Jahr RWE 

Euro/kW 


VET 

Euro/kW 

E.ON 

Euro/kW 

EnBW 

Euro/kW 

2001 30,5 32,1 26,4 27,9 

2002 34,0 35,7 31,0 31,0 

2003 36,4 42,8 31,0 33,3 

2004 36,4 42,8 34,8 37,1 

2005 39,9 47,4 34,8 37,9 

2001-2005 31% 48% 32% 36% 

Tabelle 1: Netznutzungsentgelte (Briefmarke) der deutschen Übertragungsnetzbetreiber 2001-2005 

Im Durchschnitt stiegen die Netznutzungsentgelte von 2001 bis 2005 um 37%. 

Dies entspricht Mehrerlösen im Jahr 2005 gegenüber dem Jahr 2001 von rund 

664 Mio. Euro. 

Position RWE VET E.ON EnBW Summe 

Erlöse Netznutzungsentgelte 2001 Mio. Euro 748 353 528 268 1.897 


Entwicklung Erlöse NNE 2001-2005 % 31% 48% 32% 36% 37%* 

Entwicklung Erlöse NNE 2001-2005 Mio. Euro +230 +168 +169 +96 +664 

Tabelle 2: Entwicklung der Erlöse aus NNE deutscher Übertragungsnetzbetreiber 

Als wesentliche Ursache für die Erhöhung der deutschen Netznutzungsentgelte 

nennen die Übertragungsnetzbetreiber den gestiegenen Bedarf an 

Ausgleichsenergie für die Windstromeinspeisung. Beispielhaft als Begründung 

für die Erhöhung der Netznutzungsentgelte ist folgende Aussage von RWE: 

»Die RWE Net AG, Dortmund erhöht zum 1. Februar 2003 ihre 

Netznutzungsentgelte. Ausschlaggebend für diesen Schritt sind steigende 

Kosten für den wachsenden Bedarf an so genannter Regelenergie. ... Für den 

verstärkten Bedarf gibt es mehrere Ursachen: Einerseits hat sich die Qualität 

der Strombedarfsprognosen seitens der Stromlieferanten verschlechtert. ... 

Andererseits führt der massive Zubau von Windenergieanlagen zu einem 

steigenden Regelenergiebedarf.« 1 

Die nachfolgenden Ergebnisse der Analyse der Entwicklung des Bedarfs bei 

den öffentlich ausgeschriebenen Regelenergiearten im gleichen Zeitraum 

lassen jedoch keine signifikanten Veränderungen des Regelenergiebedarfs 

erkennen. 

1 Quelle: http://www.rwe.com/generator.aspx/templateId=print/language=de/id=76858.html?pmid 

=1631813, 23.03.2005 

* Mittelwert 

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Regelenergieart RWE E.ON EnBW VET 

Primärregelung -18,3% -4,5% -9,4% -11,2% 

Sekundärregelung +35,0% +13,7% -12,5% -22,2% 

Minutenreserve 

2003-2004 

Tabelle 3: Entwicklung der Regelleistungskosten im Zeitraum 09/2002 bis 07/2005 2 

In Tabelle 4 sind die Entwicklungen der Regelenergiekosten gewichtet mit ihrem 

Anteil an den Netznutzungsentgelten aufgeführt. Aus den veröffentlichten Daten 

lässt sich nur für RWE und E.ON ein leichter Bedarf nach einer Erhöhung der 

Netznutzungsentgelte ableiten. Bei EnBW und Vattenfall sind die 

Regelenergiekosten zurückgegangen und hätten zu einem Absinken der 

Netznutzungsentgelte führen müssen. 

Regelenergieart Anteil an NNE RWE E.ON EnBW VET 

Primärregelung 4% -0,7% -0,2% -0,4% -0,4% 

Sekundärregelung 24% +8,4% +3,3% -3,0% -5,3% 


2003-2004 


12% -4,1% -1,8% k. A. -6,3% 

Gesamt 40% 3,6% 1,3% k. A. -12,1% 

Tabelle 4: Entwicklung des Preisbestandteils Regelenergie an den Netznutzungsentgelten 3 

Die veröffentlichten Regelenergiekosten sind demnach nicht die Ursache der 

Netzentgelterhöhungen. 

Auch die Entwicklung der sonstigen Kosten kann nicht für die Erhöhung der 

Netznutzungsentgelte geltend gemacht werden. Die Abschätzung der 

Kostenentwicklung in Tabelle 5 zeigt, dass bei allen 

Übertragungsnetzbetreibern eine erhebliche Differenz zwischen der 

Kostenentwicklung und der Erlössteigerung besteht. 

2 Berechnungen LBD 


-34,2% -14,8% k. A. -52,8% 

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Veränderung der Kosten 

und Erlöse von 2001 bis 

2004 in Mio. Euro 


RWE VET E.ON EnBW 

Primärregelung -5,5 -1,6 -1,0 -1,0 

Sekundärregelung 62,8 -18,8 17,4 -8,1 

Minutenreserve -30,7 -22,4 -9,4 k.A. 

Netzverluste 5,7 2,7 4,0 2,0 

Weitere Material und 

Fremdleistungen 

1,7 0,8 1,2 0,6 

Fremdkapitalzins -25,5 -12,0 -18,0 -9,1 

Personalkosten 3,1 1,5 2,2 1,1 

Sonstiger betrieblicher 

Aufwand 

Summe Veränderung 

Kosten 

Summe Veränderung 

Erlöse 

4,1 2,0 2,9 1,5 

15,9 -47,8 -0,6 -12,9 

230,2 168,3 168,9 96,2 

Tabelle 5: Übersicht der Veränderungen der Netzkosten und der Netznutzungsentgelte 

Weitere Informationen zu möglichen Kostensteigerungen seit 2001, welche die 

Preiserhöhungen rechtfertigen könnten, sind öffentlich nicht verfügbar. 

Insbesondere haben die Übertragungsnetzbetreiber außerhalb der 

veröffentlichten Ergebnisse der Regelenergieausschreibungen keine 

Informationen veröffentlicht, die den Schluss zulassen, dass es neben diesen 

Regelenergieausschreibungen noch einen weiteren Beschaffungsmarkt für 

Leistungen zum Ausgleich von schwankenden Windeinspeisungen gibt. Sofern 

es einen solchen Markt geben sollte, müsste dieser im Hinblick auf die 

Potenziale für Quersubventionierungen zwischen den Bereichen 

Handel/Erzeugung und dem Höchstspannungsnetz gesondert untersucht 

werden. Dies setzt aber zunächst voraus, dass die Übertragungsnetzbetreiber 

hierzu Informationen zur Verfügung stellen. 

2.2 Europäischer Vergleich der Netznutzungspreise 

Zur Beurteilung der Höhe der heutigen Netzentgelte der deutschen 

Übertragungsnetzbetreiber wurde das Vergleichsmarktprinzip angewandt. Es 

wurden die Preise für Nutzung des Höchstspannungsnetzes verschiedener 

europäischer Netzbetreiber miteinander verglichen. Dabei wurden die Kosten 

eines Kunden mit einem typischen Lastprofil untersucht. Es wurde ein 

spezifischer Mischpreis bezogen auf die entnommene Arbeit (in Euro/MWh) aus 

Arbeits- und Leistungspreiskomponenten gebildet, der sich auf die vom Kunden 

entnommene Energiemenge bezieht. In Abbildung 1 ist der so ermittelte 

spezifische Preis dargestellt. 

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Abbildung 1: Europäischer Vergleich der spezifischen Preise für die Nutzung von Übertragungsnetzen 

Der Abstand zu den besten vergleichbaren Übertragungsnetzbetreibern ist 

erheblich. Als Good Practice-Benchmark dient der Mittelwert der drei 

preiswertesten europäischen Übertragungsnetzbetreiber. 

Übertragungsnetzbetreiber RWE VET E.ON EnBW 

Relativ zu Good Practice 203% 274% 209% 226% 

Tabelle 6: Relation der Netznutzungsentgelte im europäischen Vergleich zu Good Practice 

Die NNE der deutschen ÜNB sind im europäischen Vergleich um mehr als 

100% höher. Würde man die Preise der deutschen Übertragungsnetzbetreiber 

auf Good Practice reduzieren, dann würden sich die Preise für die Netzkunden 

etwa halbieren. 

Die erheblichen Unterschiede bei den Preisen bestätigen die Vermutung, dass 

die Preise und Preiserhöhungen nicht gerechtfertigt sind. 


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3 Informationsbasis 

Grundlage für das Gutachten sind öffentlich zugängliche Daten über die 

Übertragungsnetzbetreiber sowie die Netznutzungsentgelte des 

Höchstspannungsnetzes. Die Datenrecherche erfolgte auf den Internet-Seiten 

• der Übertragungsnetzbetreiber, 

• von Verbänden und Organisationen wie VDEW (Verband der 

Elektrizitätswirtschaft), VDN (Verband der Netzbetreiber), UCTE (Union for 

the Co-ordination of Transmission of Electricity), ETSO (European 

Transmisssion System Operators), 

• der Regulierungs- und Aufsichtsbehörden wie z.B. BKartA 

(Bundeskartellamt), E-Control (Regulierungsbehörde für den Strommarkt in 

Österreich), AEEG (Regulierungsbehörde für den Strommarkt in Italien), 

• des Statistischen Bundesamtes, 

• der Bundesbank. 

4 Analyse der Angemessenheit der Erhöhungen der 

Netznutzungsentgelte der deutschen 

Übertragungsnetzbetreiber von 2001 bis 2005 

4.1 Methode des Vergleichs der Entwicklung von Erlösen und 

Kosten 

Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber sind nach dem deutschen 

Energiewirtschaftgesetz zur preisgünstigen Versorgung mit Elektrizität 

verpflichtet. Die Verbändevereinbarung über Kriterien zur Bestimmung von 

Netznutzungsentgelten für elektrische Energie (VV Strom II plus) geht von einer 

Preisbildung aus, die sich aus den tatsächlichen und kalkulatorischen Kosten 

zuzüglich eines angemessenen Gewinns ergibt. Die Verbändevereinbarung als 

privatrechtliche Vereinbarung der Verbände BDI, VIK, VDEW, VDN, ARE und 

VKU. hat den Charakter einer privatrechtlichen Empfehlung und war für den 

Zeitraum vom 20.5.03 bis zum 31.12.03 mit einer gesetzlichen 

Vermutungswirkung für eine gute fachliche Praxis ausgestattet. Auch nach 

Auslaufen dieser Vermutungswirkung berufen sich die Netzbetreiber auf deren 

Kalkulationsvorgaben. 

Die Untersuchung erfolgt mit Hilfe der in Anlage 4 der VV Strom II plus 

beschriebenen sogenannten »Briefmarke«, mit der die Jahreskosten in 


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Leistungs- und Arbeitspreise umgewandelt werden. Anhand der jeweiligen 

Briefmarke für die Nutzung der Höchstspannungsnetze der vier 

Übertragungsnetzbetreiber werden die Entwicklungen der Erlöse aus 

Netznutzungsentgelten seit 2001 dargestellt. 

Anschließend werden die Entwicklungen der wesentlichen sonstigen 

Kostenfaktoren, die in die Netznutzungsentgelte einfließen überprüft, um eine 

Grundlage für die Prüfung zu schaffen, ob die beobachteten 

Preisveränderungen gerechtfertigt sind. 

4.1.1 Erlösermittlung 

Im Folgenden werden zunächst die Entgelte der deutschen 

Übertragungsnetzbetreiber in Form der Briefmarke verglichen. Die Briefmarke 

gemäß der Prinzipien zur Bestimmung der Netznutzungsentgelte in der VV 

Strom II plus Anlage 4 ist ein entfernungsunabhängiger Pauschalpreis für die 

einzelnen Netze. Die gesamten, in die Preisbildung einfließenden Kosten 

werden auf die Höchstlast des Netzbetreibers umgelegt. Den einzelnen Kunden 

bzw. Kundengruppen wird der Leistungsanteil an der Höchstlast über den 

Gleichzeitigkeitsfaktor zugeordnet. Mit Hilfe der Briefmarke wird der Erlös des 

Netzbetreibers über alle Kunden ermittelt. Das Verfahren zur Ermittlung der 

Briefmarke wird in den Anlagen dargestellt. Der Erlös des Netzbetreibers ergibt 

sich aus dem Produkt aus Briefmarke und der Netzhöchstlast. Die 

Netzhöchstlast wurde aus Veröffentlichungen der Netzbetreiber im Internet oder 

der UCTE-Statistik entnommen. 

4.1.2 Kostenbestandteile zur Ermittlung der 

Netznutzungsentgelte 

Abbildung 2 zeigt die Übersicht der Kosten, die in die Netznutzungsentgelte 

eingehen. 


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Abbildung 2: Übersicht der Kosten für die Bestimmung Netznutzungsentgelte gem. VV II plus 

Bei der Untersuchung der Kostensteigerungen werden nur die wesentlichen 

Kostenarten berücksichtigt: 

• Material und Fremdleistungen 

• Regelenergie 

• Energie für Verlustausgleich 

• Weitere Kosten für Material und Fremdleistungen 

• Personal und sonstiger betrieblicher Aufwand 

• Kapitalgebundene Kosten 

• Abschreibung 

• Zinsen 

Im Folgenden werden die untersuchten Kostenarten und die Ermittlung der 

zugehörigen Werte kurz dargestellt. 

Regelenergie 

Um seine Verpflichtung zur Aufrechterhaltung eines sicheren Betriebes des 

Netzes zu gewährleisten, muss der Übertragungsnetzbetreiber Regelenergie 

beschaffen und Regelleistung vorhalten. 


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Regelenergie ist die Leistung, die Abweichungen in der Leistungsbilanz 

zwischen den erwarteten und den tatsächlich eintretenden Verhältnissen 

ausgleichen soll. 4 Es existiert ein zeitlich gestaffeltes Regelsystem. 

• Primärregelung ist die im Sekundenbereich automatisch wirkende 

stabilisierende Wirkleistungsregelung des gesamten 

zusammengeschalteten, synchron betriebenen Drehstrom-Verbundnetzes. 5 

Kraftwerke, die sich an der Primärregelung beteiligen, müssen innerhalb 

von maximal 30 Sekunden die Regelleistung aktivieren können. Bei 

steigender Netzfrequenz wird die Kraftwerksleistung um den vorgehaltenen 

Betrag automatisch reduziert und bei sinkender Frequenz die Leistung 

erhöht. Fällt beispielsweise ein Kraftwerk aus, beteiligen sich zunächst alle 

Kraftwerke innerhalb des gesamten europäischen Verbundnetzes an der 

Kompensation der ausgefallenen Leistung (Solidarprinzip). Die 

Primärregelenergie wird von den Übertragungsnetzbetreibern halbjährlich 

ausgeschrieben. An der Primärregelung beteiligen sich überwiegend 

Kraftwerksblöcke mit einer Nennleistung größer 100 MW. 

• Sekundärregelung ist eine auf die Regelzone begrenzte automatische 

Beeinflussung der Leistung. Sie dient der Wiederherstellung des 

Gleichgewichts von Stromeinspeisung und -entnahme unter 

Berücksichtigung des gewollten Energieaustausches zwischen den 

einzelnen Regelzonen. 6 Die Sekundärregelung dient dazu, die Frequenz 

wieder herzustellen und die Übergabeleistungen auf die vereinbarten Werte 

zurückzuführen. Daher gilt hier nicht das Solidaritätsprinzip. Bei Ausfall 

eines Kraftwerkes werden lediglich die Erzeugungseinheiten der der 

betroffenen Zone zugeordneten Kraftwerke zur Sekundärregelung 

herangezogen. Weiterhin können abschaltbare Lasten als negative 

Sekundärregelenergie genutzt werden. Die Beschaffung von 

Sekundärregelenergie erfolgt in halbjährlichen Ausschreibungen. 

• Minutenreserve ist eine vom Übertragungsnetzbetreiber abgerufene 

Leistung, mit denen innerhalb von mindestens 7,5 Minuten zum Beginn der 

nächsten Viertelstunden die in Anspruch genommene 

Sekundärregelleistung ersetzt werden kann. 7 Die Beschaffung erfolgt über 

tägliche Auktionen. 

4 TransmissionCode 2003 Anlage D, VDN, August 2003, S. 61 

5 TransmissionCode 2003 S. 60 und S. 33 f 

6 nach TransmissionCode 2003, S62 

7 TransmissionCode 2003, S. 35 


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Die Kosten aus den Leistungspreisen für diese drei Regelenergiearten fließen in 

die Netznutzungsentgelte ein. Sie machen rund 40% der Netznutzungsentgelte 

aus. 8 

Abbildung 3: Verteilung der Kosten der Regelenergie auf Netznutzungsentgelte und Ausgleichsenergie 

Die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen die beschaffte Leistung sowie 

den mittleren Preis, der sich in den Auktionen eingestellt hat. Um eine Indikation 

für die Entwicklung der Regelenergiekosten zu erhalten, werden die 

veröffentlichten mittleren Leistungspreise und Leistungswerte miteinander 

multipliziert. Es können sich jedoch Abweichungen zu den tatsächlichen, nicht 

veröffentlichten Kosten ergeben, da es sich bei den veröffentlichten Preisen um 

Mittelwerte handelt. 

Energie zum Ausgleich der Netzverluste 

Zur Deckung der bei der Energieübertragung entstandenen Verluste muss der 

Übertragungsnetzbetreiber Energie beschaffen. Die Kosten des Ausgleichs der 

Netzverluste können über die spezifischen Verluste des 

Höchstspannungsnetzes und der Energiekosten ermittelt werden. Die 

Kostenentwicklung für den Ausgleich der Netzverluste kann über die 

Preissteigerungen am Stromgroßhandelsmarkt bewertet werden. Als 

Preisindikation können die Auktionsergebnisse der Strombörse EEX 

herangezogen werden. 

8 Dr. S. Parlasca, Bundeskartellamt; Workshop zum Energierecht, 31.01.2005, Institut für 

Energiewirtschaft e.V., »Aktuelle Fragen zur Regel- und Ausgleichsenergie« 


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Der Anteil der Kosten für den Ausgleich von Verlusten beläuft sich auf ca. 4%. 

Weitere Kosten für Material und Fremdleistungen 

Die Beurteilung der Kostenentwicklung erfolgt mit Hilfe des 

Investitionsgüterindex des statistischen Bundesamtes. Der 

Investitionsgüterindex spiegelt die Kosten für die Herstellung kapitalintensiver 

Produkte und Anlagen wider. Die Energiewirtschaft nutzt überwiegend 

kapitalintensive Anlagen. 

Zur Schätzung der Anteile der Kosten am Netznutzungsentgelt wurde der 

Jahresbericht RWE Transportnetz 2002 herangezogen 9 . da keine anderen 

Daten veröffentlich wurden. Der Anteil der Kosten für Material und 

Fremdleistungen an den Netznutzungsentgelten beträgt rund 8%. 

Personal 

Für die Beurteilung der Personalkostenentwicklung können die Monatsberichte 

für Betriebe in der Energie- und Wasserversorgung des Statistischen 

Bundesamts genutzt werden. Gemäß Jahresbericht RWE Transportnetz 2002 

beträgt der Anteil der Personalkosten an den Netznutzungsentgelten rund 13%. 

Sonstige Betriebliche Aufwendungen 

Es wird davon ausgegangen, dass sich die Sonstigen Betrieblichen 

Aufwendungen (SBA) bezüglich der Kostensteigerung wie Personalkosten 

verhalten. Wesentliche Bestandteile dieser Kostenart sind Geschäfts- und 

Verwaltungsaufwendungen, Weiterberechnungen von Umlagen im Konzern, 

Mieten usw. Wegen der vergleichbaren Ursachen für Kostenveränderungen 

(Lohnkosten und Inflation) wird für die Entwicklung der Sonstigen Betrieblichen 

Aufwendungen der Personalkostenindex des Statistischen Bundesamtes 

herangezogen. 

Gemäß Jahresbericht von RWE Transportnetz 2002 beträgt der Anteil der 

Kosten aus SBA rund 17%. 

9 Neben RWE liegt nur ein Geschäftsbericht von VET aus 2003 vor. Eine Plausibilitätsprüfung in 

Kapitel 4.5 zeigt, dass sich bei einer Kostenverteilung nach VET wesentliche Veränderungen der 

Ergebnisse ergeben. 


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Kapitalgebundene Kosten und Gewinn 

Die Entwicklung der Kosten aus Zinsen (Fremdkapitalzinsen und 

kalkulatorische Eigenkapitalzinsen) wird mit Hilfe der Zeitreihe für Zinsen für 

Großkredite der Deutschen Bundesbank ermittelt. 

Bezüglich der Veränderung der Abschreibung aus Investitionen werden 

Unternehmensdaten von RWE und der Unipede analysiert. 

Aus dem Jahresbericht RWE Transportnetz 2002 wurde ein Anteil der Zinsen 

und Gewinne von rund 11% an den Netznutzungsentgelten abgeleitet. 

4.2 Erhöhung der Netznutzungsentgelte 

Die Betrachtung der Briefmarke ermöglicht eine Bewertung des Gesamterlöses 

des jeweiligen Netzbetreibers. 

In Abbildung 4 sind die Erhöhungen der Briefmarken der vier 

Übertragungsnetzbetreiber in den letzten Jahren dargestellt. 

Bei Vattenfall sind die Netznutzungsentgelte im Zeitraum 2001 bis 2005 auf 

hohem Niveau um rund 48% gestiegen. Bei RWE sind die Entgelte in diesem 

Zeitraum um rund 31% gestiegen, bei E.ON um 32% und bei EnBW um rund 

36%. 

Abbildung 4: Entwicklung der spezifischen Netznutzungserlöse (Briefmarke) 10 

10 Veröffentlichte Netznutzungsentgelte der Übertragungsnetzbetreiber und eigene Berechnungen 


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Die Anstiege der Netznutzungsentgelte führten im Jahr 2005 zu 

Mehreinnahmen gegenüber 2001 von insgesamt rund 663 Mio. Euro. 

Übertragungsnetzbetreiber RWE VET E.ON EnBW 

Relative Erlössteigerung +30,8% +47,7% +32,0% +35,9% 

Erlössteigerung in Mio. 

Euro pro Jahr 


230,2 168,3 

Tabelle 7: Vergleich der Preissteigerung deutscher Übertragungsnetzbetreiber 

168,9 96,2 

Im Folgenden soll untersucht werden, ob diese Preiserhöhungen durch 

Kostensteigerungen der genannten Faktoren begründet werden können. 

4.3 Regelenergie 

Das Bundeskartellamt beziffert den Anteil der Regelleistungskosten an den 

Netznutzungsentgelten auf über 40%. 11 Die Regelenergie stellt somit für sich 

die größte Einzelposition bei den Kosten des Übertragungsnetzbetreibers dar. 

Es finden umfangreiche Transaktionen zwischen dem wettbewerblichen 

Erzeugungsbereich und dem Monopol des Übertragungsnetzbetreibers statt. 

Bereits damit lässt sich eine besonders umfassende Analyse dieser Kostenart 

begründen. 

Alle Übertragungsnetzbetreiber führen als Hauptgrund für die Erhöhung ihrer 

Netznutzungsentgelte die gestiegenen Kosten resultierend aus zunehmender 

Einspeisung von Windstrom an. Beispielhaft ist folgende Aussage: »Der 

massive Zubau an Windkraftanlagen in den vergangenen Jahren hat den 

Bedarf an windbedingter Reserveleistung in Deutschland stark ansteigen 

lassen. Allein bei E.ON Netz fielen im Jahr 2003 hierfür Kosten in Höhe von 

rund 100 Mio. Euro an. Die Betriebserfahrungen der vergangenen Jahre zeigen, 

dass für den Windausgleich in Jahren mit normalem Windaufkommen 

Reserveleistung von bis zu 60% der installierten Windkraftkapazität vorgehalten 

werden muss. 12 



12 Quelle: E.ON Netz, Windreport 2004, S. 9, http://www.eonnetz.com/frameset_german/main_frameset_reloader.phtml?top=http://www.eonnetz.com/Ressources/frame_head.jsp&bottom=http://www.eonnetz.com/frameset_german/energy/ene_windenergy/ene_win_windreport/ene_win_windreport.jsp, 

09.03.2005 

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4.3.1 Entwicklung des Windenergieaufkommens 

Tatsächlich hat die Einspeisung von Windstrom im Zeitraum 2001 bis 2005 um 

rund 140% zugenommen (siehe Abbildung 5). 

Abbildung 5: Entwicklung der Windenergieeinspeisung in Deutschland 13 

Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber sind gemäß »Gesetz über den 

Vorrang Erneuerbarer Energien« (EEG) dazu verpflichtet, den Strom aus den 

entsprechenden Erzeugungsanlagen aufzunehmen und zu vergüten. Mit Hilfe 

eines Verfahrens zum horizontalen Ausgleich zwischen den 

Übertragungsnetzbetreibern soll eine deutschlandweite gleiche Belastung der 

Übertragungsnetzbetreiber hergestellt werden. Über den anschließenden 

vertikalen Ausgleich erfolgt die Weiterwälzung der Kosten und Energiemengen 

auf die Letztverbraucher beliefernden Energielieferanten. Für die Netzbetreiber 

sollen die Aufnahme und Weiterwälzung der Energiemengen und der 

Zahlungen ertragsneutral sein. 

Bis zur ausdrücklichen Klarstellung im novellierten EEG im Juni 2004 erfolgte 

die vertikale Rückwälzung der Windstrommengen von den 

Übertragungsnetzbetreibern zu den Elektrizitätsversorgungsunternehmem, die 

Letztverbraucher beliefern, durch die Weitergabe von Quartalsbändern. Diese 

Bänder wurden langfristig im Voraus festgelegt und waren unabhängig von der 

tatsächlichen Einspeisung der EEG-Anlagen. 

Da sich das zeitliche Aufkommen von EEG-Strom nicht genau prognostizieren 

lässt, obliegt dem Übertragungsnetzbetreiber die Strukturierung der 

unregelmäßigen, nur bedingt planbaren Einspeisung zu Grundlastbändern. Zu 

13 Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, http://www.erneuerbareenergien.de/inhalt/35150/20010/, 

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diesem Zweck muss der Übertragungsnetzbetreiber entsprechende Verträge, 

insbesondere mit Kraftwerken, besitzen. Mit den Pflichten zur Aufnahme und 

Vergütung des EEG-Stromes entstehen daher beim ÜNB Aufwendungen, die 

der ÜNB mangels anderer Möglichkeiten auf die Netznutzungsentgelte umlegt. 

Das betrifft insbesondere die Bereitstellung von Regel- und Ausgleichsenergie. 

Im Rahmen des Kapitels »Regelenergie« wird untersucht, inwiefern diese 

Beschaffung von Regelenergie im Beschaffungsverhalten der 

Übertragungsnetzbetreiber erkennbar ist. Sofern sich bei der Entwicklung des 

Mengen- und Leistungsbedarfs an Regelenergie in den veröffentlichten 

Ergebnissen keine Korrelation zur Entwicklung der Windstromeinspeisung zeigt, 

ist entweder die Aussage der Übertragungsnetzbetreiber falsch oder es gibt 

neben dem veröffentlichten Beschaffungsbereich für Regelenergie einen 

unveröffentlichten Markt für Windausgleichsenergie. 

4.3.2 Entwicklung der Preise und des Bedarfs Primärregelung 

Die Primärregelung wird von den vier Übertragungsnetzbetreibern jeweils für 

das kommende halbe Jahr ausgeschrieben und ersteigert. Laut 

Bundeskartellamt beträgt der Anteil der Primärregelenergie rund 10% der 

Regelenergiekosten 

Abbildung 6 stellt die Entwicklung der veröffentlichten Leistungspreise für 

Primärregelung dar, wie sie sich aus den öffentlichen Versteigerungen der 

Übertragungsnetzbetreiber ergeben. 

Bei RWE, EnBW und Vattenfall sind die Preise seit September 2002 gesunken. 

Bei RWE gingen sie um 10%, bei EnBW um 2% und bei Vattenfall um 5% 

zurück. Lediglich bei E.ON ist ein Anstieg der Preise um 9% zu verzeichnen. 


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Abbildung 6: Entwicklung der durchschnittlichen Leistungspreise für positive und negative 

Primärregelung 14 

Abbildung 7 zeigt die Entwicklung der kontrahierten Leistungen und somit die 

Entwicklung des Bedarfs der Übertragungsnetzbetreiber nach 

Primärregelleistung. Bei allen Übertragungsnetzbetreibern sind die 

nachgefragten Mengen im Zeitraum 09/2002 bis 07/2005 gesunken. 

Abbildung 7: Entwicklung des Bedarfs nach positiver und negativer Primärregelung 15 

Die Entwicklung der Preise und Mengen für positive und negative 

Primärregelenergie ist in der Entwicklung der Kosten zusammengefasst. 

Die Kosten für Primärregelleistung sind bei allen Übertragungsnetzbetreibern im 

14 Recherche Internetseiten der ÜNB (siehe Quellenverzeichnis) und Berechnungen LBD 

15 Recherche Internetseiten der ÜNB (siehe Quellenverzeichnis), Erhebungen VIK und 

Berechnungen LBD 


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Betrachtungszeitraum gesunken. So gingen die Kosten bei E.ON um 5%, bei 

EnBW um 9%, bei Vattenfall um 11% und bei RWE um 18% zurück. 

Abbildung 8: Entwicklung der Kosten für positive und negative Primärregelleistung 16 

4.3.3 Entwicklung der Preise und des Bedarfs 

Sekundärregelung 

Sekundärregelleistung wird – wie Primärregelleistung – für Zeiträume von 

einem halben Jahr ersteigert. Bei der Sekundärregelung wird allerdings der 

Leistungsbedarf für positive und für negative Regelenergie getrennt 

ausgeschrieben. Sekundärregelleistung stellt den größten Kostenblock bei den 

Regelenergieaufwendungen dar und beläuft sich laut Bundeskartellamt auf 

60%. 17 

Abbildung 9 stellt den Verlauf der veröffentlichten Leistungspreise für positive 

Sekundärregelung dar, wie er sich aus den öffentlichen Versteigerungen der 

Übertragungsnetzbetreiber ergibt. Als einzige gefallen sind die Leistungspreise 

von EnBW. Diese sind um 6% zurückgegangen. Bei RWE sind die Preise 

moderat um 5% gestiegen. Bei E.ON haben sich die Preise für 

Sekundärregelung um 17% verteuert, bei Vattenfall um 25%. 





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Abbildung 9: Entwicklung der durchschnittlichen Leistungspreise für positive Sekundärregelleistung 18 

Die Preise für negative Sekundärregelleistung liegen auf einem bedeutend 

niedrigeren Niveau als die Preise für positive Sekundärregelung. Abbildung 10 

zeigt die Entwicklung der Preise für negative Sekundärregelleistung im 

Betrachtungszeitraum. Die Preise bei E.ON und Vattenfall sind im 

Betrachtungszeitraum um jeweils 6% gefallen. Bei RWE sind die Preise um 

28% gestiegen, bei EnBW um 42%. 

Abbildung 10: Entwicklung der durchschnittlichen Leistungspreise für negative Sekundärregelung 19 

In Abbildung 11 ist die Entwicklung der kontrahierten Leistungen für positive 

Sekundärregelung dargestellt. Bei RWE ist sie um 23% gestiegen. Bei EnBW ist 

der Bedarf an Sekundärregelleistung um 17% zurückgegangen, bei Vattenfall 

um 33%. Bei E.ON hat sich der Bedarf nicht verändert. 




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Abbildung 11: Entwicklung des Bedarfs nach positiver Sekundärregelleistung 20 

Bei E.ON und EnBW veränderte sich die Nachfrage nach negativer 

Sekundärregelleistung nicht. Bei RWE nahm die Beschaffungsmenge um 23% 

zu. Bei Vattenfall hingegen nahm sie um 33% ab. 

Abbildung 12: Entwicklung des Bedarfs nach negativer Sekundärregelleistung 21 

Die Entwicklung der Kosten der Übertragungsnetzbetreiber für positive und 

negative Sekundärregelleistung von September 2002 bis Juli 2005 wird in 

Abbildung 13 dargestellt. Bei EnBW sind die Kosten um 13% gefallen. Bei 

Vattenfall sind sie um 22% zurückgegangen. Bei E.ON sind sie dagegen um 

14% gestiegen, bei RWE um 35%. 

20 Recherche Internetseiten der ÜNB (siehe Quellenverzeichnis), Recherche VIK und 


21 Recherche Internetseiten der ÜNB (siehe Quellenverzeichnis), Recherche VIK und 



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Abbildung 13: Entwicklung der Kosten für positive und negative Sekundärregelleistung 22 

4.3.4 Entwicklung der Preise und des Bedarfs Minutenreserve 

Minutenreserve wird im Gegensatz zu Primär- und Sekundärregelung täglich 

von den Übertragungsnetzbetreibern ausgeschrieben und ersteigert. Dabei 

zeigt sich, dass sich die Preise am Wochenende dauerhaft auf einem 

niedrigeren Niveau bewegen als die Preise an Werktagen (Montag bis Freitag). 

Daher erfolgt die Auswertung der Preisentwicklung getrennt nach Wochentagen 

und Wochenenden. 

Die Versteigerung erfolgt für positive und negative Minutenreserve getrennt. 

Das Bundeskartellamt beziffert den Anteil der Minutenreserve an den 

Regelleistungskosten auf 30%. 23 

Abbildung 14 zeigt die Entwicklung der Leistungspreise für positive 

Minutenreserve an Wochentagen. Die Preise weisen eine leicht sinkende 

Tendenz auf. Gleichzeitig nimmt die Volatilität der Preise ab. Besonders 

auffällig ist die Abkopplung der Preise bei Vattenfall vom parallelen Verlauf bei 

den anderen drei Übertragungsnetzbetreibern Ende 2003. 





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Wochentagen 24 

Die Leistungspreise an Wochenenden sind gegenüber den Leistungspreisen an 

Wochentagen (Montag bis Freitag) deutlich niedriger. Auch die Volatilität der 

Preise ist deutlich geringer. Die Leistungspreise am Wochenende weisen eine 

klar sinkende Tendenz auf. Abbildung 15 zeigt den Verlauf der Preise. 


Wochenenden 25 

Abbildung 16 zeigt den Verlauf der kontrahierten Leistung. Sie unterscheidet 

sich für Wochentage und Wochenenden nicht. Bei RWE ist der Bedarf nach 

Regelleistung im Zeitraum September 2002 bis Dezember 2004 um 29% 

gestiegen. Bei Vattenfall ist er im Zeitraum April 2003 bis Dezember 2004 um 

6% zurückgegangen. Bei EnBW schwankt die beschaffte Leistung im 




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Veröffentlichungszeitraum März 2004 bis Dezember 2004 zwischen 300 und 

510 MW. E.ON hat seine Nachfrage im Betrachtungszeitraum nicht verändert. 

Abbildung 16: Entwicklung des Bedarfs nach positiver Minutenreserveleistung an Wochentagen und 

Wochenenden 

In Abbildung 17 ist die Entwicklung der durchschnittlichen Leistungspreise für 

negative Minutenreserve an Wochentagen dargestellt. Die Leistungspreise 

haben im Zeitraum September 2002 bis Ende 2003 eine sinkende Tendenz und 

steigen danach wieder auf das Ausgangsniveau. 


Wochentagen 26 

Die Leistungspreise für negative Minutenreserve an Wochenenden verlaufen 

wie die Leistungspreise an Wochentagen zunächst rückläufig. Sie steigen 

26 Recherche Internetseiten der ÜNB und Berechnungen LBD 


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ebenfalls ab Beginn 2004 wieder auf das Ausgangsniveau an. Abbildung 18 

stellt diesen Verlauf dar. 


Wochenenden 

Die Entwicklung der kontrahierten Leistung an negativer Minutenreserve ist in 

Abbildung 19 dargestellt. Sie hat für Wochentage und Wochenenden die gleiche 

Höhe. Bei RWE, E.ON und EnBW hat sich der Bedarf nicht verändert. Bei 

EnBW ist er zurückgegangen. 

Abbildung 19: Entwicklung des Bedarfs nach negativer Minutenreserveleistung an Wochentagen und 

Wochenenden 27 

Die Kosten für Minutenreserve sind seit Anfang 2003 bei allen drei 

auswertbaren Übertragungsnetzbetreibern gesunken. So liegen die 

durchschnittlichen Kosten für Minutenreserve bei E.ON im Jahr 2004 um rund 



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15% unter denen des Jahres 2003. Bei RWE beträgt der Rückgang der 

Jahresdurchschnittskosten 2004 gegenüber 2003 rund 34% und bei Vattenfall 

rund 53%. EnBW veröffentlicht diese Daten erst ab März 2004. Im Jahr 2004 

blieben die Kosten auf einem einheitlichen Niveau. 


Abbildung 20: Entwicklung der Kosten für Minutenreserve 28 

4.3.5 Zwischenergebnis zur Entwicklung der 

Regelenergiekosten 

Die Daten zu Preis- und Mengenentwicklungen der drei Regelenergiearten aller 

vier Übertragungsnetzbetreiber legen keine Notwendigkeit für die Erhöhung der 

Netznutzungsentgelte nahe. Tabelle 8 fasst die berechneten Entwicklungen der 

Kosten der Übertragungsnetzbetreiber im Zeitraum September 2002 bis Juli 

2005 zusammen. 

Regelenergieart RWE E.ON EnBW VET 

Primärregelung -18,3% -4,5% -9,4% -11,2% 

Sekundärregelung +35,0% +13,7% -12,5% -22,2% 


2003 -2004 


In Tabelle 9 sind die Entwicklungen der Regelenergiekosten gewichtet mit ihrem 

Anteil an den Netznutzungsentgelten aufgeführt. Dabei wird berücksichtigt, dass 

der Anteil der Regelenergiekosten an den Netzkosten der 

Übertragungsnetzbetreiber ca. 40% beträgt. 



-34,2% -14,8% k. A. -52,8% 

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Die Kosten der Regelenergie untereinander verteilen sich wie folgt 30 

Primärregelenergie 10% 

Sekundärregelenergie 60% 

Minutenreserve 30% 

Regelenergieart Anteil an NNE RWE E.ON EnBW VET 

Primärregelung 4% -0,7% -0,2% -0,4% -0,4% 

Sekundärregelung 24% +8,4% +3,3% -3,0% -5,3% 


2003-2004 


12% -4,1% -1,8% k. A. -6,3% 

Gesamt 40% 3,6% 1,3% k. A. -12,1% 

Tabelle 9: Entwicklung des Preisbestandteils Regelenergie an den Netznutzungsentgelten 31 

Aus den veröffentlichten Daten lässt sich für RWE und E.ON ein Bedarf nach 

einer leichten Erhöhung der Netznutzungsentgelte ableiten. Bei Vattenfall sind 

die Regelenergiekosten zurückgegangen und hätten zu einem Absinken der 

Netznutzungsentgelte führen müssen. Für EnBW lassen sich wegen 

mangelnder Daten keine abschließenden Aussagen machen. Aus den 

veröffentlichten Daten lässt sich jedoch kein Bedarf für eine Erhöhung der 

Netznutzungsentgelte ableiten. 

4.3.6 Ausgleich der Windstromeinspeisung 

Da der Bedarf an Regelenergie nicht gestiegen ist, ist entweder die Aussage 

der Übertragungsnetzbetreiber, wegen der vermehrten Windenergieeinspeisung 

gäbe es einen erhöhten Regelenergiebedarf, falsch oder es gibt neben dem 

veröffentlichten Beschaffungsbereich für Regelenergie einen unveröffentlichten 

Markt für Windausgleichsenergie. Aus den veröffentlichten Daten lässt sich die 

folgende Behauptung von E.ON jedenfalls nicht erhärten: »Der massive Zubau 

an Windkraftanlagen in den vergangenen Jahren hat den Bedarf an 

windbedingter Reserveleistung in Deutschland stark ansteigen lassen. Allein bei 

E.ON Netz fielen im Jahr 2003 hierfür Kosten in Höhe von rund 100 Mio. Euro 

an.« 32 . 

Die öffentlich zugängliche Dokumentation der Abläufe, Vertrags- und 

Kostenstrukturen zum Ausgleich und zur Strukturierung des Windstromes ist 




32 Quelle: E.ON Netz, Windreport 2004, S. 9 

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ungenügend. Beim Ausgleich und der Strukturierung des Windstroms handelt 

es sich um eine direkte Schnittstelle zwischen dem regulierten Netzbereich und 

dem wettbewerblichen Erzeugungsbereich. Es gibt hier jedoch erhebliche 

Potenziale zum Transfer von Monopolrenditen aus dem Netzbereich heraus in 

den Erzeugungsbereich hinein, z.B. indem die zur Umwandlung der 

schwankenden Windenergieeinspeisung in Grundlastbänder benötigte 

Ausgleichsenergie zu überhöhten Preisen bei verbundenen 

Erzeugungsgesellschaften kontrahiert wird. 

Sofern es einen gesonderten Beschaffungsmarkt für 

Windenergieausgleichsleistungen geben sollte, müssten im Rahmen einer 

gesonderten Untersuchung Daten erhoben (und langfristig veröffentlicht) 

werden, die eine Prüfung zulassen, ob dieser Teilmarkt wettbewerblich 

organisiert ist und ob die Preise marktgerecht sind. 

4.4 Entwicklung der übrigen Kosten 

4.4.1 Kosten zur Beschaffung von Energie zum Ausgleich der 

Netzverluste 

Die Übertragungsnetzbetreiber müssen zum Ausgleich der Netzverluste 

Energie beschaffen. Diese Energiebeschaffung muss durch den Netzbetreiber 

zu wettbewerbsfähigen marktorientierten Preisen erfolgen. Als Preismaßstab 

kann der Großhandelspreis angesetzt werden. Die Ergebnisse der EEX Leipzig 

aus den Day-Ahead-Auktionen (Phelix) wird als Obergrenze für einen 

marktorientierten Preis angesehen. Die Verlustenergie besteht aus einem 

Grundlastanteil zur Deckung von Leerlaufverlusten sowie aus einem 

strukturierten Anteil zur Deckung der leistungsabhängigen Verluste. 

Die Beurteilung der relativen Kostensteigerung kann mit Hilfe des Preises für 

ein Jahresgrundlastband erfolgen. Die Preise für eine Beschaffung an der EEX 

Leipzig (Phelix Base) 33 sind von 24,07 Euro/MWh in 2001 auf 28,52 Euro im 

Jahr 2004 gestiegen. Das entspricht einer Preiserhöhung um ca. 19%. 

Der Anteil der Netzverluste an der gesamten zu übertragenden Energie beträgt 

ca. 0,8%. 34 Der Anteil der Kosten für Verluste an den 

33 EEX Leipzig, http://www.eex.de/info_center/downloads/index.asp, Ergebnisse Spotmarkt 

2000/2001 und 2004 

34 In den Netznutzungsentgelten der VVI waren die Netzverluste noch getrennt ausgewiesen. 

Entsprechend der Unterlagen zum Durchleitungsentgelt der PreussenElektra Netz aus dem Jahre 

1999 konnte der Netznutzer entweder zusätzlich 0,8% Energie einspeisen oder 0,03 Ct/kWh 

bezahlen. Bei Netznutzungsentgelten im Höchstspannungsnetz von rund 0,7 Ct/kWh entsprechen 

diese Kosten von 0,03 Ct/kWh rund 4%. 


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Übertragungsnetzentgelten beträgt ca. 4%. 35 Daraus resultieren 

Preissteigerungen in Höhe von 0,8%. 

4.4.2 Weitere Materialkosten und Fremdleistung 

In dieser Position sind Einkaufspreise für Anlagen und 

Wartungsdienstleistungen zusammengefasst. Indikation für die Entwicklung 

dieser Positionen liefert der Investitionsgüterindex 36 . Der Investitionsgüterindex 

spiegelt die Kosten für die Herstellung kapitalintensiver Produkte und Anlagen 

wieder. Die Energiewirtschaft nutzt überwiegend kapitalintensive Anlagen und 

setzt diese bei Ersatzinvestitionen ein. Darüber hinaus ist der 

Investitionsgüterindex eine in Deutschland anerkannte Größe für die 

Bestimmung von Preisgleitungen in langfristigen Wartungsverträgen. Der 

Investitionsgüterindex ist im Zeitraum 2001 bis 2005 um insgesamt 2,8% 

gestiegen. Daraus resultieren Preissteigerungen in Höhe von 0,2%. 

Die Entwicklung des Investitionsgüterindex liefert keine Begründung für eine 

deutliche Erhöhung der Netznutzungsentgelte. 

4.4.3 Personalkosten und sonstiger betrieblicher Aufwand 

Laut Statistischem Bundesamt ist die Bruttolohn- und Gehaltssumme in der 

Elektrizitätsversorgung von 2001 bis einschließlich 2004 um 3,2% gestiegen 37 . 

Daraus resultieren Preissteigerungen in Höhe von 0,4%. 

Geht man davon aus, dass die Übertragungsnetzbetreiber im Durchschnitt 

dieser Entwicklung liegen, kann aus der Entwicklung der Personalkosten kein 

Bedarf für eine deutliche Erhöhung der Netznutzungsentgelte abgeleitet 

werden. 

4.4.4 Kapitalgebundene Kosten 

Abschreibung/Investitionen 

Aufgrund der geringen Datentransparenz im Bereich der Netzinvestitionen 

können zur Beurteilung der Entwicklung in Deutschland in diesem Bereich 

lediglich die Investitionen bei RWE exemplarisch herangezogen werden. Zur 

Beurteilung der Entwicklung der Investitionen in das Netz wurden Werte vor 

35 PreussenElektra Netz, Durchleitungsentgelte 1999 

36 Statistisches Bundesamt, Genesis-Online 

37 Statistisches Bundesamt, Monatsbericht in der Energie- und Wasserversorgung für Betriebe 


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dem Betrachtungszeitraum herangezogen. Im Jahr 1994 betrug das Verhältnis 

von Investitionen in das Anlagevermögen bei RWE noch gut 25%. Im 

Jahresbericht 2002 weist RWE Transportnetz ein Investitionsverhältnis von 

16% 38 aus und setzte damit nach eigener Aussage ihre sparsame 

Investitionspolitik fort. 39 Laut Jahresbericht wurde eine Fortsetzung der 

sparsamen Investitionspolitik für das Jahr 2003 angestrebt. 40 

Anhand von Daten aus der Statistik Euprog 1999 der Unipede (Eurelectric) ist 

erkennbar, dass die Investitionen in das deutsche Stromnetz in den letzten 

Jahren deutlich unter dem Niveau der Investitionen der 90er Jahre liegen. 41 So 

ist bei den Investitionen des Zeitraums 1998 bis 2002 ein Rückgang um 20% im 

Vergleich zu den Investitionen des Zeitraums 1993 bis 1997 festzustellen. 

Aus den öffentlich zugänglichen Informationen kann keine Erhöhung der 

Investitionen abgeleitet werden, die eine Erhöhung der Netznutzungsentgelte 

rechtfertigen würden. 

Zinsen 

Gemäß Bundesbank sind die Zinsen für Großkredite seit 2001 sehr deutlich 

gesunken 42 . Im Zeitraum Anfang 2001 bis Anfang 2005 sind die Zinsen um rund 

30 bis 40% gesunken. Im Rahmen von Umschuldungen und bei der 

Neufinanzierung müssten die Übertragungsnetzbetreiber davon profitiert haben. 

Über die Entwicklung der von den Übertragungsnetzbetreibern in Anspruch 

genommenen Kredite kann aufgrund der Datenlage keine Aussage gemacht 

werden. Ausgehend vom Rückgang der Investitionen in das Netz kann jedoch 

angenommen werden, dass die Kreditvolumina nicht zugenommen haben. Im 

Folgenden gehen wir von einer realistischen Senkung der Fremdkapitalkosten 

von 30% aus. Die Fremdkapitalkosten machen rund 11% an den gesamten 

Netznutzungsentgelten aus. Daraus resultieren Preissenkungen in Höhe von 

-3,4%. 

Der Rückgang des Zinsniveaus und der angenommene Rückgang der 

Kreditvolumina zeigen keinen Bedarf für eine Steigerung der 

Netznutzungsentgelte. 

38 RWE net, Geschäftsbericht 2002, Überblick und S. 40 

39 RWE net, Geschäftsbericht 2002, S. 19 

40 RWE net, Geschäftsbericht 2002, S. 23 

41 König, Netzmanagement unter veränderten Rahmenbedingungen, November 2003, 

http://www.uni-duisburg.de/FB9/EAN/downloads.shtml?free, 15.03.2005 

42 Deutsche Bundesbank, http://www.bundesbank.de/statistik/statistik_zeitreihen_html.php, 

10.03.2005 


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4.4.5 Zwischenergebnis der Kostenanalyse 

Ohne Berücksichtigung der Regelenergiekosten sind sicherlich die 

Abschreibungen/Investitionen als größter Kostenbestandteil der 

Netznutzungsentgelte zu werten. Anhand der öffentlich zugänglichen Daten 

muss angenommen werden, dass die Kosten in diesem Bereich in den letzten 

Jahren deutlich gesunken sind. 

Bei Material und Fremdleistungen sowie Personal sind die Kosten seit 2001 

lediglich um rund 3% gestiegen. 

Das Zinsniveau ist seit 2001 um gut 30% zurückgegangen. Es kann davon 

ausgegangen werden, dass die Energieversorger von diesem Trend profitiert 

haben. 

Bei den Netzverlusten war ein deutlicher Kostenanstieg von rund 20% zu 

beobachten. Da die Netzverluste jedoch nur rund 4% der Netznutzungsentgelte 

ausmachen, kann durch diese Verteuerung keine deutliche Erhöhung der 

Netznutzungsentgelte resultieren. 

Anhand der übrigen Kosten, die in Netznutzungsentgelte einfließen, kann kein 

Bedarf für eine deutliche Erhöhung der Netznutzungsentgelte abgeleitet 

werden. 

4.5 Vergleich Preiserhöhungen und Kostenentwicklung 

Die Netznutzungsentgelte der vier Übertragungsnetzbetreiber sind seit 2001 um 

rund 30% bis rund 50% gestiegen. Das bedeutet im Jahr 2005 Mehreinnahmen 

gegenüber 2001 von insgesamt 664 Mio. Euro 


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Position RWE VET E.ON EnBW Summe 



Entwicklung Erlöse NNE 2001-2005 % 31% 48% 32% 36% 

Entwicklung Erlöse NNE 2001-2005 Mio. Euro +230 +168 +169 +96 +664 

Tabelle 10: Entwicklung der Erlöse aus Netznutzungsentgelten bei den deutschen 

Übertragungsnetzbetreibern 43 

Die Entwicklung der Kosten ist in Tabelle 11 dargestellt. Die erste Spalte je 

Übertragungsnetzbetreiber stellt die Entwicklung der jeweiligen Kostenart dar. 

In der zweiten Spalte ist diese Entwicklung mit dem relativen Anteil an den 

Netznutzungsentgelten gewichtet. Es wurden die in Kapitel 4.1.2 beschriebenen 

Anteile verwendet. Die zweite Spalte zeigt demnach die aus der Entwicklung 

der jeweiligen Kostenart resultierende Veränderung der Netznutzungsentgelte 

an. 

Kostenveränderung 

in % 

Entw. 

2001- 

2005 



Effekt 

auf 

NNE 

Entw. 

2001- 

2005 

Effekt 

auf 

NNE 

Entw. 

2001- 

2005 

Effekt 

auf 

NNE 

Entw. 

2001- 

2005 

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Effekt 

auf 

NNE 

Primärregelung -18,3% -0,7% -11,2% -0,4% -4,5% -0,2% -9,4% -0,4% 

Sekundärregelung 

+35,0% +8,4% -22,2% -5,3% +13,7% +3,3% -12,5% -3,0% 

Minutenreserve -34,2% -4,1% -52,8% -6,3% -14,8% -1,8% k.A. k.A. 

Netzverluste +19,0% +0,8% +19,0% +0,8% +19,0% +0,8% +19,0% +0,8% 

Weitere 

Material und 

Fremdleistungen 

Fremdkapitalzins 

+2,8% +0,2% +2,8% +0,2% +2,8% +0,2% +2,8% +0,2% 

-30,0% -3,4% -30,0% -3,4% -30,0% -3,4% -30,0% -3,4% 

Personalkosten +3,2% +0,4% +3,2% +0,4% +3,2% +0,4% +3,2% +0,4% 

Sonstiger 

betrieblicher 

Aufwand 

+3,2% +0,6% +3,2% +0,6% +3,2% +0,6% +3,2% +0,6% 

Summe +2,1% -13,6% -0,1% -4,8% 

Tabelle 11: Übersicht der relativen Veränderungen der Kosten 44 

Es wird ersichtlich, dass bei keiner Kostenart unter Berücksichtigung ihres 

Anteils sowie bei den Kosten insgesamt eine Steigerung entsteht, die eine 

Preiserhöhung im vorhandenen Rahmen rechtfertigt. 


44 Berechnungen LBD, Basis Kostenverteilung nach RWE 2002

BNE/VIK 


Auch wenn man statt der Kostenverteilung nach RWE Transportnetz- 

Geschäftsbericht 2002 eine Kostenverteilung nach VET Geschäftsbericht 2003 

ansetzt, ergeben sich keine wesentlichen Veränderungen. Tabelle 12 zeigt, 

dass sich die Differenz zwischen Erlössteigerung und Kostensteigerungen bei 

beiden Kostenverteilungen nicht wesentlich unterscheidet. 

Relative Kostensteigerung 

nach RWE-Kostenverteilung 

Relative Kostensteigerung 

nach VET-Kostenverteilung 

Differenz zwischen 

Erlössteigerung und 

Kostensteigerung nach RWE- 

Kostenverteilung 


Erlössteigerung und 

Kostensteigerung nach VET- 

Kostenverteilung 


Wie aus Tabelle 13: Vergleich der Kostenentwicklung der deutschen 

Übertragungsnetzbetreibererkennbar ist, haben lediglich bei RWE die Kosten in 

Summe zugenommen. Bei den anderen Übertragungsnetzbetreibern sind die 

Kosten gleich geblieben oder gesunken. 

Preis- und Kostenentwicklung RWE VET E.ON EnBW 

Entwicklung Erlöse 


Mio. Euro Mio. Euro Mio. Euro Mio. Euro 

Netznutzungsentgelte +230,2 +168,3 +168,9 +96,2 

Kosten 

Primärregelung -5,5 -1,6 -1,0 -1,0 

Sekundärregelung +62,8 -18,8 +17,4 -8,1 

Minutenreserve -30,7 -22,4 -9,4 k.A. 

Netzverluste +5,7 +2,7 +4,0 +2,0 

weitere Material und Fremdleistungen +1,7 +0,8 +1,2 +0,6 

Fremdkapitalzins -25,5 -12,0 -18,0 -9,1 

Personalkosten +3,1 +1,5 +2,2 +1,1 

Sonstiger betrieblicher Aufwand +4,1 +2,0 +2,9 +1,5 

Summe +15,9 -47,8 -0,6 -12,9 

Tabelle 13: Vergleich der Kostenentwicklung der deutschen Übertragungsnetzbetreiber 

Die Erlöse aus Netznutzungsentgelten stiegen bei RWE um 230,2 Mio. Euro. 

Die Kostensteigerung bei RWE betrug im Betrachtungszeitraum 15,9 Mio. Euro. 

Dies entspricht einem Anteil von 7% an der Erlössteigerung. Bei den übrigen 


RWE E.ON EnBW VET 

+2,1% -13,6% -0,1% -4,8% 

+5,2% -10,5% +3,0% -1,8% 

28,6% 61,2% 32,1% 40,7% 

25,6% 58,1% 29,0% 37,6% 

03.06.2005 • 36/53

BNE/VIK 


drei Übertragungsnetzbetreibern sanken die Kosten bei gleichzeitig steigenden 

Netznutzungsentgelten. Die Differenz zwischen den Erlössteigerungen und der 

Entwicklung der Kosten stellt ein Indiz für eine unangemessene Preissteigerung 

der Übertragungsnetzbetreiber dar. 

Erlöse/Kosten in Mio. Euro RWE VET E.ON EnBW 

Entwicklung der Erlöse 

aus Netznutzungsentgelten 


230 168 169 96 

Entwicklung der Kosten 16 -48 -1 -13 


Erhöhung Erlöse und 

Kostenentwicklung 

214 216 170 109 

Tabelle 14: Vergleich Erlös- und Kostenentwicklung 

Eine Prüfung der Ergebnisse mit Hilfe von Jahresabschlüssen der 

Übertragungsnetzbetreiber ist trotz der Bestimmungen zum buchhalterischen 

Unbundling im geltenden EnWG nicht möglich, da die Geschäftsberichte des 

Übertragungs- und Verteilnetzes – außer bei RWE im Jahr 2002 und VET 2003 

– nicht veröffentlicht wurden. Die veröffentlichten Konzernberichte lassen 

keinen Rückschluss auf das Netz zu. 

5 Europäischer Vergleich der Preise zur Nutzung des 

Übertragungsnetzes 

Zur Beurteilung der Höhe der Preise der deutschen Übertragungsnetzbetreiber 

wurde alternativ das Vergleichsmarktprinzip angewandt. 

Als sachlicher Vergleichsmarkt werden die Stromübertragungsnetze auf der 

Höchstspannungsebene herangezogen. Es sind Netze mit einer Nennspannung 

über 150 kV, die dem Transport von Strom über große Entfernungen zu den 

nachgeordneten Verteilnetzen dienen. 

Als räumlicher Vergleichsmarkt zur Beurteilung der Angemessenheit der Höhe 

der deutschen Netznutzungsentgelte werden die Übertragungsnetze in Europa 

angesehen. 

5.1 Auswahl der Unternehmen und Festlegung des Benchmark 

Aus der Gesamtzahl der europäischen Unternehmen wurden die Unternehmen 

bestimmt, welche vergleichbare Strukturmerkmale wie die deutschen 

Übertragungsnetzbetreiber aufweisen. 

03.06.2005 • 37/53

BNE/VIK 


5.1.1 Strukturell vergleichbare Unternehmen 

Um die Netznutzungsentgelte verschiedener Übertragungsnetzbetreiber 

miteinander vergleichen zu können, sind folgende Prämissen einzuhalten: 

• vergleichbare Aufgaben und Leistungen, 

• ähnliche Netzstrukturen, 

• ähnliche Entgeltstrukturen. 

Vergleichbare Aufgaben und Leistungen 

Um eine Vergleichbarkeit der Übertragungsnetzbetreiber zu gewährleisten, 

werden nur Unternehmen des europäischen Verbundnetz (UCTE) miteinander 

verglichen. Durch die gleichen Vorgaben 

• zu Mindestanforderungen an technische Sicherheit, 

• für den Netzausbau, 

• für die den Anforderungen an die Vorhaltung von Regel- und 

Reserveenergie 

ist ein hohes Maß an Vergleichbarkeit gegeben. 

Ähnliche Netzstrukturen 

Als Kriterien für vergleichbare Netzstrukturen können angesehen werden: 

• vergleichbare Netzebenen für die Funktion der Übertragung und des 

Transportes. 

Es werden nur Übertragungsnetze berücksichtigt, bei denen die 

Übertragungsnetzfunktion durch Netze mit einer Nennspannung über 220 kV 

erfüllt wird. 

Ähnliche Entgeltsysteme 

Die Vergleichbarkeit verschiedener Tarifsysteme ist von der Struktur sowie von 

zeitlichen und räumlichen Differenzierungen abhängig. 


03.06.2005 • 38/53

BNE/VIK 


Preisstrukturen mit Entfernungskomponenten bzw. starker lokaler Abhängigkeit 

lassen einen fundierten Netzentgeltvergleich nicht zu und werden aus der 

Bewertung ausgeschlossen. 

Berücksichtigung unternehmensspezifischer Sondereinflüsse 

Mit dem Vergleich spezifischer Netznutzungspreise wird ausschließlich die 

Kundensicht bezüglich der Aufwendungen zur Netznutzung abgebildet. 

Wie die Übertragungsnetzbetreiber diese Preise bilden, ist nicht Gegenstand 

der Begutachtung. Es ist erkennbar, dass z.B. die Übertragungsnetzbetreiber 

weitere Erlöskomponenten wie Erlöse aus der Versteigerung von 

Netzengpässen, Netznutzungsentgelten der Erzeugungseinheiten usw. 

besitzen. 

Auswahl 

Auf Basis dieser Daten wurden folgenden Unternehmen für den 

Vergleichsmarkt ausgewählt: 

Land Unternehmen 

Deutschland RWE 

Deutschland VET 

Deutschland E.ON 

Deutschland EnBW 

Österreich APG 

Belgien ELIA 

Niederlande TenneT 

Frankreich RTE 

Dänemark ELTRA 

Italien GRTN 

Spanien REE 


Tabelle 15: Vergleichbare Übertragungsnetzbetreiber 

Folgende Unternehmen werden beim Vergleich nicht mit berücksichtigt. 

Land Unternehmen Begründung 

Dänemark Elkraft • Kein UCTE-Netz 

Schweden Kraftnät • Kein UCTE-Netz 

England und Wales 

National Grid UK • Kein UCTE-Netz 

Republik Irland EirGrid • Kein UCTE-Netz 

• Versorgungsgebiet mit vielen Inseln 

• Regional unterschiedlicher Tarif ist nicht 

vergleichbar 

• Räumlich stark unterschiedlicher Tarif ist nicht 

vergleichbar 

Tabelle 16: Nicht vergleichbare Übertragungsnetzbetreiber 

03.06.2005 • 39/53

BNE/VIK 


5.1.2 Maßstab zur Beurteilung der Angemessenheit der 


Zur Beurteilung der Angemessenheit der Netznutzungsentgelte im 

internationalen Vergleich wurde ein Good-Practice-Benchmark herangezogen. 

Als Good Practice wird die Gruppe der drei preisgünstigsten 

Übertragungsnetzbetreiber angesehen. So werden im Benchmark individuelle 

Einflüsse der Netzbetreiber eliminiert. 

5.2 Entgeltvergleich 

Der europäische Vergleich der Netznutzungsentgelte ermöglicht eine Aussage 

über die Angemessenheit der deutschen Übertragungsnetzentgelte aus Sicht 

des Netzkunden. 

Bei der Bewertung mit typischen Lastprofilen wird ein spezifischer Mischpreis 

pro entnommener Arbeit aus Leistungs- und Arbeitspreisen gebildet 46 . Der 

Vorteil der Methode besteht darin, dass der effektive Preis für eine bestimmte 

Kundengruppe vergleichbar gemacht wird. Es spiegelt die Kundensicht wider 

und entspricht somit den Anforderungen der Auftraggeber nach einer 

Beurteilung der ihnen entstehenden Netznutzungskosten. Die Beurteilung 

wurde mit Hilfe des Lastprofils mit ca. 5.000 Vollbenutzungsstunden 

vorgenommen. 

Das Lastprofil ist repräsentativ für gemischte Portfolios, Stadtwerke und 

Verteilnetze. Unternehmen, die überwiegend im Zwei- oder Drei-Schicht-Betrieb 

arbeiten, haben ebenfalls einen ähnlichen Lastgang. 

Dieses Lastprofil ist besonders relevant, weil es den Anteil des 

Übertragungsnetzentgeltes an den Netzentgelten eines Verteilnetzes 

widerspiegelt. Die Verteilnetzbetreiber müssen an die 

Übertragungsnetzbetreiber Netznutzungsentgelte bezahlen, die sie als Kosten 

in ihrer eigenen Kalkulation der Preise berücksichtigen. Die Kosten für die 

Nutzung des vorgelagerten Übertragungsnetzes werden dabei von der 

elektrischen Leistung und Arbeit bestimmt, die der Verteilnetzbetreiber für die 

Summe aller seiner Netzkunden bezieht. Das spezifische Entgelt entspricht 

somit weitgehend dem Übertragungsnetzanteil im Netznutzungsentgelt für 

Haushalts- und Gewerbekunden sowie kleinere bis mittlere 

Industrieunternehmen. 

46 Sonstige Elemente wie Messpreis sind eliminiert, weil nicht vergleichbar. 


03.06.2005 • 40/53

BNE/VIK 



Abbildung 21: Wochenlastgang des typischen Lastprofils 

Abbildung 22 zeigt die Ergebnisse des Vergleiches der Netznutzungsentgelte 

mit Hilfe der Methode des typischen Lastprofils. Das Lastprofilverfahren wurde 

ausgewählt, weil damit auch strukturell sehr unterschiedliche Preissysteme wie 

zeitliche Differenzierungen des Preises sowie unterschiedliche Arbeits- und 

Leistungspreisstrukturen vergleichbar gemacht werden können. Beurteilt 

wurden die veröffentlichten Netznutzungsentgelte mit Stand März 2005. 

03.06.2005 • 41/53

BNE/VIK 


Abbildung 22: Europäischer Vergleich der Netznutzungsentgelte für Übertragungsnetze 

Es zeigt sich, dass die deutschen Übertragungsnetzentgelte 103 bis 174% über 

Good Practice liegen. 

5.3 Zwischenergebnis zum Vergleich der Entwicklung der 


Während RWE, E.ON und EnBW auf einem vergleichbaren Niveau liegen, das 

deutlich oberhalb des Good-Practice-Benchmarks liegt, weicht VET noch 

einmal deutlich nach oben ab. 

Der europäische Vergleich zeigt, dass die deutschen Netznutzungsentgelte alle 

als nicht angemessen anzusehen sind. Der Abstand zu den besten 

vergleichbaren Übertragungsnetzbetreibern ist erheblich. Da die spezifischen 

Preise im europäischen Vergleich bei 203 bis 274% liegen, ergibt sich ein 

Preissenkungspotenzial von 50%. 


03.06.2005 • 42/53

BNE/VIK 


6 Empfehlungen 

Für eine Prüfung des vorliegenden Anfangsverdachtes ist eine vertiefende 

Datenanalyse notwendig. 

Eine Prüfung der Ergebnisse mit Hilfe von Jahresabschlüssen der 

Übertragungsnetzbetreiber ist trotz der Bestimmungen zum buchhalterischen 

Unbundling im geltenden EnWG nur sehr eingeschränkt möglich, da die 

Geschäftsberichte des Übertragungs- und Verteilnetzes – außer bei RWE im 

Jahr 2002 und bei VET im Jahr 2003 – nicht veröffentlicht wurden. Die 

veröffentlichten Konzernberichte lassen keinen Rückschluss auf das Netz zu. 

Die von den Übertragungsnetzbetreibern herbeigeführte Intransparenz des 

Regelenergiemarktes sowie die Erfüllung der Aufgaben nach EEG schafft die 

Möglichkeit zur Verschiebung von Erträgen aus dem regulierten Netzbereich 

zum wettbewerblichen Erzeugungsbereich innerhalb eines Unternehmens. 

Diese Intransparenz zeigt sich 

• durch fehlende oder nur sehr schwer auswertbare Veröffentlichungen zu 

den Ergebnissen der Regelenergieausschreibungen und 

• durch wettbewerbsbehindernde Gestaltung der Anforderungen in der 

Ausschreibung und Präqualifikation. 

Somit liegt der Verdacht nahe, dass die Übertragungsnetzbetreiber ihre 

Monopolstellung nutzen, um unangemessene Monopolrenditen bei sich oder in 

der Erzeugung zu schaffen. 

Neben den nach Energiewirtschaftgesetz zu erstellenden getrennten 

Jahresabschlüssen für den Übertragungsnetzbetrieb sind folgende Daten bei 

den ÜNB zu erheben: 

Wirtschaftliche Daten 

• Erlöse aus Netznutzungsentgelten getrennt nach Höchstspannungsnetz, 

Umspannung Höchstspannung/Hochspannung sowie nach Leistungs- und 

Arbeitserlösen 

• Erlöse und Kosten des Bilanzausgleiches 

• Erlöse und Kosten der Regel- und Ausgleichsenergie für den Betrieb ohne 

EEG 


03.06.2005 • 43/53

BNE/VIK 


• Erlöse und Kosten der Regel- und Ausgleichsenergie für den Betrieb EEG- 

Anlagen 

• Erlöse und Kosten der Energie zum Ausgleich der Netzverluste 

• Sonstige Erlöse des Netzbetreibers 

• Kosten des Übertragungsnetzbetreibers mit gesonderter Darstellung der 

Leistungen, die vom Konzern – z.B. im Rahmen von Dienstleistungen, der 

Konzernsteuerung und der Kapitalbereitstellung – erbracht werden sowie 

alle Kosten, die aus dem Bezug von Leistungen anderer im Wettbewerb 

stehender Tochterunternehmen des jeweiligen Konzerns entstehen. 


03.06.2005 • 44/53

BNE/VIK 


Energetische Daten 

• Gesamtabsatz nach Spannungs- und Umspannungsebenen 

• Zeitgleiche Netzhöchstlast nach Spannungs- und Umspannungsebenen 

• Summe Verrechnungsleistungen nach Spannungsebenen 

• Mengen des Bilanzausgleiches 

• Mengen der Regel- und Ausgleichsenergie für den Betrieb ohne EEG 

• Mengen der Regel- und Ausgleichsenergie für den Betrieb mit EEG 

• Mengen für den Ausgleich der Netzverluste 

Die Daten werden jeweils für alle Jahre des Betrachtungszeitraumes 2001 bis 

2004 rückwirkend und für 2005 als Planungswerte benötigt. 


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BNE/VIK 


7 Anlagen 

Quellenverzeichnis 

Pressemeldungen zu Gründen der Erhöhung von Netznutzungsentgelten 

Berechnung Briefmarke 

Berechnungsgrundlagen 


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BNE/VIK 


Quellenverzeichnis 

Regelenergie 

RWE: http://www.rwetransportnetzstrom.com/generator.aspx/ 

netznutzung/regelenergie/marktplatz/language=de/id=75498/marktplatz- 

page.html 

E.ON: http://www.eonnetz.com/frameset_german/main_frameset_ 

reloader.phtml?top=http://www.eon- 

netz.com/Ressources/frame_head.jsp&bottom=http://www.eon- 

netz.com/frameset_german/company/company_bottom.jsp 

EnBW: http://www.enbw.com/content/de/netznutzer/strom/regelenergie 

/index.jsp;jsessionid=0722002E524C00364D8528789A73C14D.nbw10 

VET: http://transmission.vattenfall.de/ 


03.06.2005 • 47/53

BNE/VIK 


Pressemeldungen zu Gründen der Erhöhung von 

Netznutzungsentgelten 

RWE 

Erhöhung zum 01.02.2003 

»Die RWE Net AG, Dortmund erhöht zum 1. Februar 2003 ihre 

Netznutzungsentgelte. Ausschlaggebend für diesen Schritt sind steigende 

Kosten für den wachsenden Bedarf an so genannter Regelenergie. ... Für den 

verstärkten Bedarf gibt es mehrere Ursachen: Einerseits hat sich die Qualität 

der Strombedarfsprognosen seitens der Stromlieferanten verschlechtert. ... 

Andererseits führt der massive Zubau von Windenergieanlagen zu einem 

steigenden Regelenergiebedarf.« 

Quelle: 

http://www.rwe.com/generator.aspx/templateId=print/language=de/id=76858.ht 

ml?pmid=1631813, 23.03.2005 

»In den vergangenen Jahren ist der Bedarf an Regelenergie stark 

angestiegen.... Eine Ursache ist der starke Ausbau der Windenergie in 

Deutschland ... Wegen schwankender Windverhältnisse kann eine Anlage nur 

sehr unregelmäßig Strom ins Netz einspeisen. Diese Unsicherheit muss RWE 

Net durch den verstärken Zukauf von Regelenergie ausgleichen ... RWE Net 

wird die Netznutzungsentgelte zum 1. Februar 2003 erhöhen.« 

Quelle: RWE: Netzwerk Kommunal, Die Information für Gemeinden, Städte und 

Kreise, Dezember 2002, www.rwe.com/generator.aspx/property=Data/ 

id=172812/02-dezember-2002.pdf, 24.03.2005 


03.06.2005 • 48/53

BNE/VIK 


E.ON 

Zusätzliche Kosten durch Windkraftanlagen 

»Der massive Zubau an Windkraftanlagen in den vergangenen Jahren hat den 

Bedarf an windbedingter Reserveleistung in Deutschland stark ansteigen 

lassen. Allein bei E.ON Netz fielen im Jahr 2003 hierfür Kosten in Höhe von 

rund 100 Mio. Euro an. Die Betriebserfahrungen der vergangenen Jahre zeigen, 

dass für den Windausgleich in Jahren mit normalem Windaufkommen 

Reserveleistung von bis zu 60% der installierten Windkraftkapazität vorgehalten 

werden muss.« 

Quelle: E.ON Netz, Windreport 2004, S. 9, http://www.eon- 

netz.com/frameset_german/main_frameset_reloader.phtml?top=http://www.eon 

netz.com/Ressources/frame_head.jsp&bottom=http://www.eon- 

netz.com/frameset_german/energy/ene_windenergy/ene_win_windreport/ene_ 

win_windreport.jsp, 09.03.2005 


»Wie aus internen Schreiben des Düsseldorfer Konzerns hervorgeht, müssen 

sich Wettbewerber ab Januar 2004 auf teilweise mehr als zehn Prozent höhere 

Gebühren für die Durchleitung von Strom durch E.ON-Netze einstellen. ... 

Begründet wird die Preiserhöhung von E.ON mit dem drastisch gestiegenen 

Bedarf an "Ausgleichsenergie durch den Zubau von Windkraftanlagen"« 

Quelle: http://www.spiegel.de/spiegel/vorab/0,1518,druck-275197,00.html, 

23.03.2005 


03.06.2005 • 49/53

BNE/VIK 


EnBW 


»... Diese [die EnBW Transportnetze AG] hat nun ihre Netznutzungsentgelte 

zum 1. Januar 2003 um satte 7% erhöht. ... Die Erhöhung der 

Netznutzungsentgelte erklärt die EnBW im Wesentlichen mit einer angeblichen 

Kostenerhöhung für Regelenergie.« 

Quelle: http://www.ews-schoenau.de/Aktuelles/Presse/presse_0803_enbw.asp 


»Wesentliche Ursache für die Erhöhung der Nutzungsentgelte im vorgelagerten 

Transportnetz, ist der nach der Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 

(EEG) schon seit 1. August 2004 geltende neue Ausgleichsmechanismus für 

Strom aus Windkraftanlagen. ... Die von EnBW auszugleichende Windleistung 

steigt damit um den Faktor 10 von ca. 200 MW auf rund 2000 MW. Die Entgelte 

auf der Höchstspannungsebene steigen deshalb um 9,5 Prozent.« 

Quelle: 

http://www.enbw.com/tools/print/print.php?PAGE=/content/de/presse/pressemitt 

eilungen/2004/09/pm_20040923_reg_04/index.php 

Vattenfall Europe 


»Vattenfall kündigt Erhöhung der Netznutzungsentgelte um bis zu 28% an. 

Der Energiekonzern Vattenfall hat gegenüber der Financial Times Deutschland 

angekündigt, die Netznutzungsentgelte für das Hochspannungsnetz um bis zu 

28% anzuheben. Vattenfall begründete die Pläne mit Mehraufwendungen für 

Windstrom. Heftige Kritik kam aus dem Bundesumweltministerium: Vattenfall 

würde die Verzögerungen bei der Einrichtung der Regulierungsbehörde dazu 

nutzen, sich vor Start der Regulierung ein Polster bei den 

Netznutzungsentgelten zu verschaffen, so Umweltminister Jürgen Trittin.« 

Quellen: http://www.verivox.de/News/ArticleDetails.asp?aid=7200, 

http://de.news.yahoo.com/040712/286/4426v.html,12.7.2004 


03.06.2005 • 50/53

BNE/VIK 


VDEW 

Entwicklung der NNE im Zeitraum 2002 bis 2004 

»In der Hoch- und Höchstspannung stiegen die Entgelte leicht wegen des 

höheren Regelungsaufwands aufgrund schwankender Einspeisungen von 

Windstrom.« 

Quelle: VDEW: 

http://www.strom.de/wysstr/stromwys.nsf/WYSPrintSeiten/39F8FE1FB94A6A4 

CC1256ECB0032414B?Opendocument&WYSEbene0N=Fakten&WYSEbene1 

N=Daten&WYSEbene2N=nachBereich&WYSEbene3N=&&WYSEbene4N=&, 

24.03.2005 


03.06.2005 • 51/53

BNE/VIK 


Berechnung Briefmarke 

Die Briefmarke entspricht dem Netznutzungsentgelt bei einem 

Gleichzeitigkeitsgrad von 1. 

Der Gleichzeitigkeitsgrad berücksichtigt die Durchmischung der 

Inanspruchnahme des Netzes und liegt zwischen 0 und 1. Ein 

Gleichzeitigkeitsgrad von 1 bedeutet, dass der Kunde im Moment der 

Jahreshöchstlast des Netzes seine höchste Entnahmelast hat. 

Gemäß Verbändevereinbarung II Plus sowie der Netzentgeltverordung Strom 

erfolgt die Berechnung der Netznutzungsentgelte als Jahreskosten. Eine 

Aufteilung in Arbeits- und Leistungspreis kann anschließend erfolgen. 

Das von einem Kunden i zu entrichtende Netznutzungsentgelt NNE i errechnet 

sich als Produkt aus den spezifischen Jahreskosten der Netzebenen 

(Briefmarke) LP NE, dem Gleichzeitigkeitsgrad des Kunden GL i, und der 

Jahreshöchstlast des Kunden P i max . 

(1) NNE i = LP NE × GL i × P i max . 

Die Briefmarke entspricht dem Netznutzungsentgelt bei einem 

Gleichzeitigkeitsgrad von 1. Dies ist bei einer Vollbenutzungsstundenzahl von 

8760 h der Fall (konstante Abnahmeleistung über das ganze Jahr). Daher ergibt 

sich zur Berechnung der Briefmarke nach Umformung folgende Formel: 

(2) LP NE = NNE i / P i max . 

Das Netznutzungsentgelt des Kunden lässt sich aus den veröffentlichten 

Arbeits- AP 8760h und Leistungspreisen LP 8760h des Netzbetreibers (entsprechend 

der Vollbenutzungszahl des Kunden), der entnommenen Arbeit W i und der 

Jahreshöchstlast P i max des Kunden errechnen: 

(3) NNE i = AP 8760h × W i + LP 8760h × P i max . 

Da die Zahl der Vollbenutzungsstunden Vbh per Definition der Jahresarbeit W i 

geteilt durch die Jahreshöchstlast P i max entspricht, ergibt sich nach Umformung: 

(4) W i = Vbh × P i max 

Setzt man nun Gleichung (4) in Gleichung (3) ein, ergibt sich: 

(5) NNE i = AP 8760h × Vbh × P i max + LP8760h × P i max 

Durch Vereinfachung erhält man: 


03.06.2005 • 52/53

BNE/VIK 


(6) NNE i = P i max × (AP8760h × Vbh + LP 8760h) 

Bei Einsetzten von Gleichung (6) in Gleichung (2) ergibt sich somit: 

(7) LP NE = P i max × (AP8760h × Vbh + LP 8760h) / P i max 

Nach Kürzen von P i max und unter Berücksichtigung der Bedingung, dass bei 

einem Kunden mit g = 1 die Vollbenutzungsstunden 8760 h entsprechen muss, 

erhält man zur Berechnung der Briefmarke folgende Formel: 

(8) LP NE = AP 8760h × 8760 h + LP 8760h 


03.06.2005 • 53/53

BNE / VIK 

Angemessenheit der NNE der ÜNB 

Historische NNE 

verwendete Eingabedaten 

RWE 

E.ON 

EnBW 

VET 

Zeitraum Gültigkeit < x h/a >= x h/a Grenze 

LP AP LP AP LP AP 

Euro / kW / a ct / kWh Euro / kW / a ct / kWh h / a Euro / kW / a ct / kWh 

2001 3,14 0,72 17,39 0,15 2.500 

2002 3,46 0,82 19,96 0,16 2.500 

2003 3,52 0,89 21,52 0,17 2.500 

2004 3,52 0,89 21,52 0,17 2.500 

2005 4,03 0,96 23,28 0,19 2.500 

2001 2,64 0,73 23,71 0,03 3.000 

2002 3,07 0,87 28,35 0,03 3.000 

2003 3,07 0,87 28,35 0,03 3.000 

2004 3,49 0,99 32,22 0,03 3.000 

2005 3,49 0,99 32,22 0,03 3.000 

2001 2,79 0,81 18,97 0,10 2.300 

2002 3,14 0,90 21,33 0,11 2.300 

2003 3,36 0,97 22,83 0,12 2.300 

2004 3,70 1,04 26,60 0,12 2.500 

2005 3,38 1,28 34,44 0,04 2.500 

2001 32,10 0,00 

2002 35,70 0,00 

2003 37,92 0,06 

2004 36,63 0,07 

2005 39,94 0,09 

•LBD-Beratungsgesellschaft mbH 03.06.2005 • 1/1

BNE / VIK 

Angemessenheit der NNE der ÜNB 

Historische NNE 

Briefmarken 

Einheiten RWE VET E.ON EnBW 

Kosten Leistungskosten Arbeitskosten Gesamtkosten Leistungskosten Arbeitskosten Gesamtkosten Leistungskosten Arbeitskosten Gesamtkosten Leistungskosten Arbeitskosten Gesamtkosten 

2000 Euro 1.786.000 1.314.000 3.100.000 3.292.890 424.269 3.717.159 1.534.000 1.927.200 3.461.200 1.817.643 850.994 2.668.637 

2001 Euro 1.739.000 1.314.000 3.053.000 3.209.890 - 3.209.890 2.371.372 268.735 2.640.107 1.896.893 895.783 2.792.676 

2002 Euro 1.996.000 1.401.600 3.397.600 3.570.000 - 3.570.000 2.835.000 262.800 3.097.800 2.133.000 963.600 3.096.600 

2003 Euro 2.152.000 1.489.200 3.641.200 3.791.652 488.531 4.280.183 2.835.000 262.800 3.097.800 2.283.000 1.051.200 3.334.200 

2004 Euro 2.152.000 1.489.200 3.641.200 3.662.824 615.632 4.278.456 3.222.000 262.800 3.484.800 2.660.000 1.051.200 3.711.200 

2005 Euro 2.328.000 1.664.400 3.992.400 3.993.682 746.158 4.739.840 3.222.000 262.800 3.484.800 3.444.000 350.400 3.794.400 

Briefmarken Briefmarke Briefmarke Briefmarke Briefmarke 

2001 Euro / kW 30,53 32,10 26,40 27,93 

2002 Euro / kW 33,98 35,70 30,98 30,97 

2003 Euro / kW 36,41 42,80 30,98 33,34 

2004 Euro / kW 36,41 42,78 34,85 37,11 

2005 Euro / kW 39,92 47,40 34,85 37,94 

relative Entwicklung 2001 bis 2005 31% 48% 32% 36% 

Netzhöchstlast MW 24.500 11.000 20.000 9.600 

Erlöse Netznutzungsentgelte 

Erlöse 2001 Mio. Euro 748 353 528 268 






BNE / VIK 

Angemessenhait der NNE der ÜNB 

Kosten und Erlöse 

Verteilung RWE 

Erlöse 

Entwicklung 

2001-2005 


Effekt auf 

NNE 

Entwicklung 

2001-2005 

Effekt auf 

NNE 

Entwicklung 

2001-2005 

Effekt auf 

NNE 

Entwicklung 

2001-2005 

Effekt auf 

NNE 

Netznutzungsentgelte +30,8% +47,7% +32,0% +35,9% 

Kosten 

•LBD-Beratungsgesellschaft mbH 


Sekundärregelung +35,0% +8,4% -22,2% -5,3% +13,7% +3,3% -12,5% -3,0% 


Netzverluste +19,0% +0,8% +19,0% +0,8% +19,0% +0,8% +19,0% +0,8% 

weitere Material und Fremdleistungen +2,8% +0,2% +2,8% +0,2% +2,8% +0,2% +2,8% +0,2% 

Fremdkapitalzins -30,0% -3,4% -30,0% -3,4% -30,0% -3,4% -30,0% -3,4% 


Sonstiger betrieblicher Aufwand +3,2% +0,6% +3,2% +0,6% +3,2% +0,6% +3,2% +0,6% 

Summe +2,1% -13,6% -0,1% -4,8% 

03.06.2005 • 1/1

BNE / VIK 


Kosten und Erlöse 

Verteilung VET 

Erlöse 

Entwicklung 

2001-2005 


Effekt auf 

NNE 

Entwicklung 

2001-2005 

Effekt auf 

NNE 

Entwicklung 

2001-2005 

Effekt auf 

NNE 

Entwicklung 

2001-2005 

Effekt auf 

NNE 

Netznutzungsentgelte +30,8% +47,7% +32,0% +35,9% 

Kosten 

•LBD-Beratungsgesellschaft mbH 


Sekundärregelung +35,0% +8,4% -22,2% -5,3% +13,7% +3,3% -12,5% -3,0% 


Netzverluste +19,0% +0,8% +19,0% +0,8% +19,0% +0,8% +19,0% +0,8% 

weitere Material und Fremdleistungen +2,8% +0,5% +2,8% +0,5% +2,8% +0,5% +2,8% +0,5% 

Fremdkapitalzins -30,0% -0,6% -30,0% -0,6% -30,0% -0,6% -30,0% -0,6% 


Sonstiger betrieblicher Aufwand +3,2% +0,8% +3,2% +0,8% +3,2% +0,8% +3,2% +0,8% 

Summe +5,2% -10,5% +3,0% -1,8% 

03.06.2005 • 1/1

BNE / VIK 


Netznutzungsentgelte Kosten 

1. Spanien 

2. Belgien 

3. Österreich 

LP Leistungsmaximum 

AP Arbeit Leistung Arbeit Gesamt 

Tarifklasse Euro / kW MW Euro / MWh MWh Euro Euro Euro 

gesamtes Jahr - 

1 7,32 100 12,54 38.838 731.683 487.147 1.218.830 

2 3,66 96 11,72 61.216 350.077 717.395 1.067.472 

3 2,68 86 10,45 34.437 229.492 359.974 589.466 

4 2,68 87 6,91 50.084 232.887 345.833 578.720 

5 2,68 78 4,50 57.006 208.670 256.412 465.082 

6 1,22 99 3,49 260.888 121.025 909.196 1.030.221 

Summe 502.471 4.949.790 

spezifisches NNE 9,85 

gesamtes Jahr 13,56 100 1,91 502.471 1.355.610 957.257 2.312.867 

1 0,81 556 452.126 - 452.126 

2 0,49 439 217.271 - 217.271 

3 0,32 545 174.568 - 174.568 

4 0,64 447 287.210 - 287.210 

5 0,43 396 170.775 - 170.775 

6 0,28 440 123.243 - 123.243 

Summe 502.471 3.738.060 


gesamtes Jahr 8,46 100 3,81 502.471 845.930 1.915.920 2.761.850 

Summe 502.471 2.761.850 


4. Dänemark-Eltra 

gesamtes Jahr - 100 4,30 502.471 - 2.160.704 2.160.704 

Summe 502.471 2.160.704 


5. Frankreich 

gesonderte Formel: 

Kosten = a1 + a2 x P + b x [ A / (p x 8760h) ] ^ c x P 

a1 = 810,00 

a2 = 9,56 

b = 14,01 

c = 0,818 

100 502.471 

Kosten 1.845.967 



BNE / VIK 


Netznutzungsentgelte Kosten 

LP Leistungsmaximum 

AP Arbeit Leistung Arbeit Gesamt 

Tarifklasse Euro / kW MW Euro / MWh MWh Euro Euro Euro 

6. Niederlande - Endkunden 

gesamtes Jahr 4,92 100 1,04 502.471 492.000 522.569 1.014.569 

Summe 502.471 1.014.569 

7. Italien 

8. EON 

9. EnBW 

10. RWE 

11. VET 

Fixkosten Euro / a 12.478,96 

Leistungsentgelt für Monate 

Summe der Monatsmaxima der Leistung im SLP MW 1.005 

Leistungsentgelt Euro / kW / Monat 0,49 

Leistungentgelt Euro 492.235 

Gesamtkosten 1.519.283 


gesamtes Jahr - - - 

1 7,90 27.263 - 215.376 215.376 

2 5,00 121.634 - 608.168 608.168 

3 3,30 70.608 - 233.005 233.005 

4 1,50 282.967 - 424.450 424.450 

Summe 502.471 1.480.999 


gesamtes Jahr 32,22 100 0,30 502.471 3.222.000 150.741 3.372.741 

Summe 502.471 3.372.741 


gesamtes Jahr 34,44 100 0,40 502.471 3.444.000 200.988 3.644.988 

Summe 502.471 3.644.988 


gesamtes Jahr 23,28 100 1,90 502.471 2.328.000 954.694 3.282.694 

Summe 502.471 3.282.694 


gesamtes Jahr 39,94 100 0,85 502.471 3.993.682 427.993 4.421.676 

Summe 502.471 4.421.676

LBD-Gutachten - Bundesverband Neuer Energieanbieter

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